Decreto Bollette (Legge 49/2026): il rimborso ETS continua senza l’autorizzazione dell’UE

Regolamentazione

5 marzo

Il decreto energetico italiano dovrebbe rimborsare alle centrali a gas i costi legati alle emissioni di CO2 e contenere il prezzo all’ingrosso. A sei mesi dall’entrata in vigore, proprio questo meccanismo non è applicabile: dipende da un’autorizzazione dell’UE che non è ancora stata concessa. Cosa dovrebbero dedurne gli investitori nel fotovoltaico con esposizione in Italia.

La risposta breve

Il Decreto Bollette è in vigore dal 19 aprile 2026 come Legge 10 aprile 2026, n. 49. Il suo meccanismo centrale — il rimborso dei costi ETS alle centrali a gas ai sensi dell’articolo 6 — non è ancora entrato in vigore: l’articolo 6, comma 6, lo subordina all’autorizzazione della Commissione europea, che al 20 agosto 2026 non era ancora stata concessa. Anche l’alleggerimento dei corrispettivi di rete del gas ai sensi dell’articolo 9 è stato sospeso dall’Autorità per la regolamentazione dei servizi energetici (ARERA). Sono invece in vigore, tra l’altro, la riduzione dell’imposta sull’energia elettrica e la riduzione dell’ASOS a destinazione specifica; per quanto riguarda il regime del Conto Energia, si attende ancora il decreto attuativo. Per gli investitori nel fotovoltaico ciò significa che il temuto effetto sui ricavi non si è verificato, ma non è nemmeno da escludere: l’ARERA sta attualmente riorganizzando il meccanismo.

La presente versione sostituisce la precedente, che ipotizzava un blocco da parte dell’UE il 29 aprile 2026. Tale ipotesi era errata — i dettagli sono riportati nella sezione dedicata allo stato della procedura. Tutte le informazioni contenute nel presente articolo riflettono lo stato giuridico e i dati aggiornati al 20 agosto 2026.

1. Che cos'è il Decreto Bollette?

Il Decreto Bollette è il decreto italiano sui prezzi dell'energia. È nato come decreto legge n. 21 del 20 febbraio 2026 ed è in vigore dal 19 aprile 2026 come legge 10 aprile 2026, n. 49. Il pacchetto interviene direttamente in diversi ambiti del mercato dell’energia elettrica, prevalentemente a carico dei consumatori di energia elettrica e, in diversi casi, a carico dei produttori di energia rinnovabile.

Chi cita la norma dovrebbe utilizzare la formula di citazione italiana, poiché essa include il processo di conversione: decreto-legge 20 febbraio 2026, n. 21, convertito, con modificazioni, dalla legge 10 aprile 2026, n. 49. L’espressione «con modificazioni» non è una semplice formula di rito: il divieto di telemarketing, ad esempio, è stato inserito dalla Camera solo durante l’iter di conversione.

Il titolo ufficiale è più lungo di quanto lasci intendere la forma abbreviata “Decreto Bollette” — e rivela l’intera portata del pacchetto:

«Misure urgenti per la riduzione del costo dell'energia elettrica e del gas a favore delle famiglie e delle imprese, per la competitività delle imprese e per la decarbonizzazione delle industrie, nonché disposizioni urgenti in materia di risoluzione della saturazione virtuale delle reti elettriche e di integrazione dei centri di elaborazione dati nel sistema elettrico.»

In tedesco: misure urgenti volte a ridurre i costi dell’elettricità e del gas a beneficio delle famiglie e delle imprese, a sostegno della competitività delle imprese e della decarbonizzazione dell’industria — nonché disposizioni urgenti volte a risolvere il problema della saturazione virtuale delle reti elettriche e a integrare i centri di calcolo nel sistema elettrico.

La seconda parte di questo titolo viene quasi sempre tralasciata nei resoconti. Eppure è proprio lì che si trova la parte che riguarda più da vicino i progettisti di impianti fotovoltaici — ne parleremo più approfonditamente più avanti.

Il Consiglio dei Ministri ha approvato il provvedimento nel febbraio 2026; la Gazzetta Ufficiale n. 42 lo ha pubblicato il 20 febbraio 2026 con il codice redazionale 26G00041, ed è entrato in vigore il 21 febbraio. La conversione in legge è avvenuta tramite due voti di fiducia: il 31 marzo 2026 alla Camera dei Deputati e l’8 aprile 2026 al Senato. La legge di conversione è stata pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 90 del 18 aprile 2026.

Perché l'Italia interviene

Rispetto al resto d’Europa, l’Italia paga prezzi elevati per l’energia elettrica. Nel luglio 2026, il prezzo all’ingrosso italiano era in media mensile pari a 157,04 euro per megawattora, contro i 105,45 euro della Germania, i 104,75 euro della Spagna e i 95,23 euro della Francia. Una parte significativa di tale costo è rappresentata dai contributi di sistema, in particolare dalla componente ASOS destinata al finanziamento degli incentivi alle energie rinnovabili — proprio la voce su cui interviene il decreto.

Il Governo si rivolge così a due gruppi che nel titolo del decreto sono espressamente menzionati insieme: famiglie e imprese. Da anni, in Italia, gli elevati costi energetici rappresentano la questione centrale per la competitività dell’industria; il decreto collega quindi gli sgravi fiscali all’obiettivo della decarbonizzazione delle industrie.

Per gli investitori nel settore fotovoltaico, è determinante l’altro lato di questa equazione. Il decreto non riduce i costi di produzione, ma li trasferisce. Chi vuole valutare l’importanza del Decreto Bollette per il proprio portafoglio deve conoscere entrambi i lati del conto.

2. I meccanismi fondamentali del Decreto Bollette

Il Decreto Bollette raggruppa diversi provvedimenti direttamente collegati al mercato dell’energia elettrica; la tabella di stato riportata nella sezione 6 li elenca singolarmente. Due di essi non sono attualmente applicabili: uno è in attesa di approvazione da parte dell’UE, l’altro è stato sospeso dall’ARERA. Un terzo entrerà in vigore solo a partire dal 2027. Gli altri sono in vigore.

Rimborso delle tariffe di trasporto del gas (articolo 6, comma 2)

A partire dal 1° gennaio 2027, l’ARERA dovrebbe rimborsare ai gestori delle centrali a gas le tariffe variabili di trasporto del gas e determinati oneri di sistema. I costi saranno ripartiti sui consumatori di energia elettrica tramite nuove componenti tariffarie. A differenza del rimborso ETS, secondo la documentazione dell’ARERA finora disponibile, per questa misura non è prevista alcuna espressa riserva di autorizzazione — il che solleva questioni relative alla normativa sugli aiuti di Stato, che tuttavia non sono state ancora risolte. Basiamo questa interpretazione sul documento di consultazione dell’ARERA 221/2026/R/com e non su una nostra valutazione del testo normativo.

Rimborso dei costi ETS (articolo 6, paragrafo 3)

Le centrali a gas dovrebbero ricevere un rimborso corrispondente ai costi previsti nell’ambito dell’EU ETS per una centrale a ciclo combinato gas-vapore efficiente. Le società di analisi ICIS, Equita SIM e Intermonte hanno stimato l’effetto potenziale nei mesi di febbraio e marzo 2026, con prezzi della CO₂ pari a 70 euro per tonnellata, tra i 25 e i 30 euro per megawattora. Si tratta di calcoli modellistici effettuati da queste società sulla base delle informazioni disponibili all’epoca, non di dati ufficiali né di un effetto effettivamente verificatosi — in nessuna fonte primaria si trova una quantificazione.

La situazione giuridica è determinante: l’articolo 6, paragrafo 6, subordina espressamente l’efficacia del paragrafo 3 a una previa autorizzazione della Commissione europea ai sensi dell’articolo 108, paragrafo 3, del TFUE. Tale autorizzazione non sarà stata concessa al 20 agosto 2026. Il meccanismo costituisce una norma approvata, ma non ancora in vigore.

Riduzioni del Conto Energia (Articolo 2)

I gestori di impianti fotovoltaici con potenza superiore a 20 kilowatt, che beneficiano delle tariffe incentivanti previste dal primo al quarto Conto Energia e i cui contratti scadono a partire dal 1° gennaio 2029, hanno potuto scegliere volontariamente, entro il 31 maggio 2026, tra due opzioni. Il testo di legge le definisce come percentuali della tariffa precedente:

Opzione A: tariffa dei premi all'85% tra il secondo semestre del 2026 e il 31 dicembre 2027, in cambio di una proroga del contratto di tre mesi.
Opzione B: tariffa del premio ridotta al 70% nello stesso periodo, in cambio di una proroga di sei mesi.

Secondo i dati del Ministero dell’Ambiente, il corpo elettorale era costituito da circa 52.400 impianti per un totale di circa 13,3 gigawatt. Si tratta del numero teorico di impianti aventi diritto di voto, non del numero di quelli effettivamente partecipanti. Il 18 maggio 2026 il GSE ha attivato il portale «Estendi Convenzione CE». Il termine del 31 maggio 2026 era un termine perentorio — il GSE lo definisce «termine perentorio». Non è stata concessa alcuna proroga né a livello legislativo né a livello amministrativo.

Riduzione temporanea dell'imposta sull'energia elettrica

Il decreto riduce temporaneamente l'imposta sull'energia elettrica per gli operatori commerciali al livello minimo previsto dalla normativa UE, pari a 0,5 euro per megawattora. Per gli investitori nel fotovoltaico l’effetto è minimo: 0,5 euro per megawattora corrispondono a 0,05 centesimi per chilowattora. Il vantaggio comparativo dell’energia solare autoprodotta rispetto all’acquisto dalla rete si riduce quindi solo marginalmente — a differenza dei contributi di sistema, che sono in realtà il fattore che fa lievitare il prezzo dell’energia elettrica per le imprese in Italia.

Una nota sull'attribuzione: L'articolo 1 della Legge 49/2026 disciplina, al comma 1, gli sgravi per le famiglie — un contributo straordinario di 115 euro per i beneficiari del Bonus sociale con un limite di spesa di 315 milioni di euro per il 2026, attuato dalla Delibera ARERA 81/2026/R/eel del 17 marzo 2026. Non siamo riusciti a verificare in modo definitivo, sulla base del testo di legge, a quale norma specifica del decreto si riferisca la riduzione dell’imposta sull’energia elettrica e pertanto la citiamo senza indicarne l’articolo.

Contributi destinati alla riduzione dell’ASOS (Articolo 3)

L'articolo 3 aumenta l'aliquota dell'IRAP per le imprese del settore energetico di due punti percentuali per gli anni 2026 e 2027: sono interessate la produzione, la trasmissione e la distribuzione di energia elettrica, nonché il gas e i prodotti petroliferi. Il gettito è destinato alla riduzione del contributo ASOS per i punti di prelievo non domestici e non ad alto consumo energetico.

Riguardo all'ammontare di questi fondi circolano due serie di cifre, entrambe riportate in documenti ufficiali. Il testo normativo stesso indica «431,5 milioni di euro nel 2026, 501,1 milioni di euro nel 2027 e 68,4 milioni di euro nel 2028». È così che l'ARERA lo cita testualmente e tra virgolette nella Delibera 98/2026/R/com — e lo applica.

Le note esplicative dei servizi parlamentari della Camera e del Senato riportano invece per lo stesso paragrafo i valori di 469,6 / 545,4 / 74,5 milioni di euro. Questa serie di dati proviene dalla motivazione tecnica del Governo; l’ARERA attribuisce espressamente il valore di 469,6 milioni di euro alla dotazione di cui all’articolo 3, comma 1, e non all’importo vincolato di cui al comma 3. Riportiamo pertanto il valore normativo di 431,5 milioni di euro per il 2026 e citiamo la serie divergente contenuta nella documentazione della Camera. Chi cita solo una delle due cifre non commette un errore, ma fornisce un’informazione incompleta.

Dal punto di vista economico, si tratta di una ridistribuzione all’interno del settore energetico: le aziende energetiche finanziano gli sgravi concessi ai propri clienti commerciali.

Divieto di telemarketing

La Camera ha inserito nella procedura di conversione un divieto generale di “cold calling” nella vendita di energia elettrica e gas. I contratti stipulati tramite telefonate o SMS non richiesti sono quindi nulli. Non abbiamo verificato le modalità di attuazione e la data esatta di entrata in vigore consultando fonti primarie.

Cosa disciplina l'articolo 9 — e perché non è possibile indicare un importo al riguardo

L'articolo 9 riduce, per il periodo dal 1° aprile al 31 dicembre 2026, le tariffe di trasporto e distribuzione del gas naturale per i grandi clienti finali: per i clienti collegati direttamente alla rete di trasporto, per i cosiddetti "gasivori" sulla rete di distribuzione e per gli altri clienti con un consumo annuo superiore a 80.000 metri cubi normali. Sono esclusi le centrali a gas, le utenze domestiche (clienti civili) ei condomini.

Il testo di legge non indica alcun importo fisso in euro per l’articolo 9. L’esonero è limitato per legge ai proventi che GSE e Snam verseranno alla cassa di compensazione CSEA entro il 30 settembre 2026 derivanti dalla vendita del gas immagazzinato nel 2022, al netto di 200 milioni di euro riservati al servizio di liquidità ai sensi dell’articolo 10.

L'ARERA ha sospeso l'applicazione di tale misura con la Delibera 98/2026/R/com del 30 marzo 2026, in quanto essa costituisce un aiuto di Stato soggetto a notifica alla Commissione europea. La delibera recita quanto segue:

«sospendere l'applicazione della misura di cui all'articolo 9 del decreto-legge 21/26, in ottemperanza all'articolo 108, paragrafo 3, del TFUE, fino all'adozione di una decisione della Commissione europea sulla compatibilità della suddetta misura con la disciplina in materia di aiuti di Stato.»

L'autorità sospende quindi la misura fino a quando la Commissione non avrà deciso in merito alla sua compatibilità con la normativa sugli aiuti di Stato. Ad agosto 2026 la sospensione era ancora in vigore senza modifiche.

L’importo di circa 409 milioni di euro citato nella notizia è una stima del governo, non un valore legale. Deriva dalla motivazione tecnica del decreto ed è calcolato come segue: dalla vendita del gas immagazzinato nel 2022 — per un totale di 23,1 milioni di megawattora, secondo la delibera ARERA 197/2026/R/gas — il governo prevede, secondo una stima prudente, 290 milioni di euro per il GSE e 319 milioni di euro per Snam, per un totale di 609 milioni di euro; di cui fino a 200 milioni di euro vanno al servizio di liquidità ai sensi dell’articolo 10, mentre restano circa 409 milioni di euro. Il dossier della Camera sui conti di bilancio riporta espressamente questo calcolo.

A ciò si aggiungono tre riserve. In primo luogo, il servizio di bilancio del Senato ritiene che la stima non sia sufficientemente documentata e ha richiesto prove relative ai volumi effettivi di gas e ai ricavi dell’anno precedente. In secondo luogo, l’ARERA ha sottolineato che l’importo sarà definito solo alla fine di settembre 2026, poiché dipende dai ricavi effettivi delle vendite. In terzo luogo, l’ARERA ha sottolineato che il beneficio potrebbe vanificarsi completamente, poiché parallelamente si dovrebbe riscuotere un importo di pari entità per coprire l’anticipo già versato a Snam — l’Autorità afferma che si rischierebbe di annullare il vantaggio ipotizzato. Un valore spesso citato di circa 500 milioni di euro non è riconducibile ad alcuna fonte primaria.

La Delibera 197/2026/R/gas del 3 giugno 2026 non revoca la sospensione. Si limita ad attuare l’articolo 9, comma 2, ovvero la vendita di gas tramite le aste MGS. Il comma 3, relativo al trasferimento dei costi sulle tariffe, rimane congelato. In pratica ciò significa che i soldi circolano, ma lo sgravio non arriva.

Saturazione virtuale della rete e centri di elaborazione dati: l’aspetto trascurato

La seconda parte del titolo ufficiale riguarda la saturazione virtuale delle reti elettriche: capacità di connessione alla rete che viene riservata ma che non viene mai realizzata. Una parte della capacità riservata riguarda progetti che non entreranno mai in funzione. Il decreto stabilisce delle regole per liberare nuovamente tali riserve inutilizzate. Non quantifichiamo l’entità di tale fenomeno, poiché non disponiamo di fonti primarie al riguardo.

Per i progettisti di impianti fotovoltaici, ciò riguarda direttamente la questione dell’allacciamento: chi oggi cerca un allacciamento alla rete non è in concorrenza solo con progetti concreti, ma anche con “segnaposto”. Parallelmente, il decreto disciplina l’integrazione dei centri di elaborazione dati nel sistema elettrico. Entrambi gli ambiti normativi vanno nella stessa direzione: determinano chi otterrà un punto di allacciamento nei prossimi anni. Non abbiamo verificato le disposizioni di attuazione sulle fonti primarie; menzioniamo qui questa parte perché figura nel titolo del decreto e manca nella copertura mediatica — e pertanto non la valutiamo nella tabella di stato.

3. Impatto sui prezzi di acquisto dell'energia solare e sugli impianti commerciali

Nelle ore centrali della giornata è spesso l’energia solare a determinare il prezzo: nelle zone meridionali, nel secondo trimestre del 2026, il prezzo è sceso a zero per 106 ore. Il ricavo è sostenuto dalle ore marginali, in cui è il gas a determinare il prezzo e l’impianto continua a produrre. Se i costi delle emissioni di CO₂ delle centrali a gas venissero rimborsati, il livello scenderebbe proprio in quel momento. Finora ciò non è ancora avvenuto.

Cosa rivelano effettivamente i tassi di acquisizione

I valori misurati sono più affidabili di qualsiasi previsione modellistica. Il “Solar Captured Price” indica il prezzo medio delle ore di produzione ponderato in base alla produzione solare; il “Capture Rate” lo mette in rapporto con la media mensile del carico di base zonale. ITALIA SOLARE rileva questi valori per ciascuna zona di mercato sulla base dei dati di mercato GME.

Area di mercato	Tasso di acquisizione maggio 2026	Tasso di acquisizione giugno 2026
Sardegna	58 % (64,8 euro/MWh con un baseload di 110,78 euro)	73 % (92,4 euro/MWh)
Sicilia	59 % (66,3 euro/MWh)	—
Il Sud Italia con la Calabria	60 % (66,9 euro/MWh)	—
Centro-Sud	—	80 %
Nord	—	84 % (112,4 euro/MWh)

Fonte: ITALIA SOLARE, Rapporto sui mercati Q2 2026, sulla base dei dati di mercato GME. Valori mensili per zona di mercato, non media annuale. “—” significa: non riportato nell’abstract del rapporto analizzato. Le righe non devono essere interpretate come una classifica delle località: le zone presentano livelli di prezzo e profili di produzione diversi.

In Sardegna si registra una variazione di 15 punti percentuali nell’arco di un mese — nella stessa zona di mercato, con gli stessi immobili. Il Capture Rate non è quindi una caratteristica legata alla località, ma un dato mensile. Chi lo cita come indicatore per un Paese o un anno perde proprio l’informazione che conta. Anche un confronto tra diverse zone di mercato è inammissibile: il Nord e la Sardegna hanno livelli di prezzo diversi e profili di produzione diversi.

Il meccanismo alla base: ore a prezzo zero anziché prezzi negativi

A differenza della Germania, in Italia non esistono prezzi negativi nel mercato day-ahead. L’eccesso di offerta si manifesta invece con ore a prezzo zero. Il secondo trimestre del 2026 comprende 2.184 ore; tutti i dati riportati di seguito si riferiscono al numero di ore all’interno di tale periodo, in relazione alle zone di mercato di volta in volta indicate.

Nel secondo trimestre del 2026, il Sud Italia, la Calabria e la Sicilia hanno registrato 106 ore con un prezzo di zona pari a zero euro per megawattora — il 4,9% delle ore del trimestre. La Sardegna ha totalizzato 74 ore, il Nord 13. Se si estende l’analisi ai prezzi fino a 20 euro per megawattora, nel Sud Italia e in Sicilia si sono registrate 215 ore, ovvero circa il 10% del trimestre — in questo caso senza la Calabria, secondo la fonte. Queste ore ricadono tutte nell’arco della giornata — non si è verificato alcun caso durante la notte.

Per gli impianti dei merchant non coperti da contratti di copertura, questa è la descrizione esatta del loro rischio di ricavi: esso si concentra proprio sulle ore di massima produzione. Un sistema di accumulo sposta proprio questa energia verso le ore serali, quando è il gas a determinare il prezzo: questo è il nocciolo economico della questione della co-locazione.

Perché il PUN 2026 è aumentato

Nel 2026 il prezzo all’ingrosso in Italia non è sceso, ma è aumentato in modo significativo. L’indice PUN GME ha registrato nel luglio 2026 una media mensile di 157,04 euro per megawattora — il 38,8% in più rispetto a luglio 2025 e il valore più alto dal marzo 2023. Nel corso del 2026, il prezzo ha oscillato tra i 114,41 euro di febbraio e il picco raggiunto a luglio. Nella settimana dal 10 al 16 agosto 2026, la media settimanale è stata di 172,17 euro.

Questo aumento non è una conseguenza del decreto, bensì del prezzo del gas. L’indice italiano del gas (IGI) ha raggiunto nel luglio 2026 il livello più alto dalla sua introduzione, attestandosi a 56,61 euro per megawattora. Chi attribuisce l’andamento del PUN nel 2026 al Decreto Bollette confonde la contemporaneità con la causa.

Una nota metodologica: dal 2025 l’indice PUN GME è un indice di riferimento ai sensi dell’articolo 13 del D.Lgs. 210/21 e non costituisce più un prezzo di fatturazione per i clienti finali. Viene calcolato ogni quarto d’ora come media ponderata in base al volume dei prezzi di zona; i valori mensili indicati sono medie aritmetiche di tali valori quarti d’ora nel corso del mese.

Come si distribuisce il rischio

L'effetto di un meccanismo che entrava in azione si distribuiva in modo diseguale:

Gli impianti Merchant puri, senza PPA e senza sovrapprezzo FER-X, subirebbero direttamente l'erosione dei ricavi.
Gli impianti esistenti già finanziati hanno registrato un calo graduale, a seconda della struttura di rifinanziamento.
I progetti di sviluppo si troverebbero ad affrontare ostacoli finanziari a causa della contrazione dei flussi di cassa finanziabili.

A ciò si aggiunge un fattore di rischio normativo che permane indipendentemente dall’esito del procedimento. Per la valutazione del rendimento non contano più solo gli indicatori tecnici, ma anche l’affidabilità del quadro giuridico nel luogo di investimento.

4. Mercato dei PPA e sistemi di accumulo a batteria: quali cambiamenti concreti

Un rimborso statale dei costi delle emissioni di CO₂ delle centrali a combustibili fossili inciderebbe sui contratti PPA e sull’arbitraggio di stoccaggio in due modi diversi. Un contratto PPA di tipo “pay-as-produced” dipende dal livello del “Capture Price”: se questo diminuisce, diminuisce anche il fair value dei nuovi contratti. Lo stoccaggio dipende invece dal differenziale tra i prezzi di mezzogiorno e quelli serali. Il meccanismo ETS comprimerebbe entrambi contemporaneamente.

Il mercato dei PPA sotto pressione

I PPA solari in Italia si basano sui prezzi di acquisto. Se questi ultimi diminuiscono, anche i prezzi di fair value dei nuovi contratti vengono ricalibrati. Pexapark, un fornitore di dati sui prezzi commerciali, stima il fair value di un PPA solare decennale di tipo “pay-as-produced” in Italia, con inizio della fornitura a gennaio 2027, a 58,7 euro per megawattora. Si tratta di un valore modellistico fornito dal provider, non di un prezzo negoziato né ufficiale; la pagina del provider non riporta una data di pubblicazione, consultata il 20 agosto 2026.

Per i PPA esistenti si pongono due questioni giuridiche. In primo luogo: le clausole “change in law” sono applicabili quando gli interventi statali modificano la base di ricavo? Ciò dipende dalla formulazione concreta del contratto. In secondo luogo: gli acquirenti con PPA a prezzo fisso hanno già incorporato i costi dell’ETS nel prezzo; nuovi oneri di sistema destinati a finanziare un rimborso ETS potrebbero gravare su di loro una seconda volta. Come possibile rimedio giuridico, gli studi legali citano l’articolo 1467 del Codice Civile, relativo all’onere eccessivo derivante da circostanze impreviste.

Accumulo in batterie: dove si genera il margine di arbitraggio

Il meccanismo dell’erosione dell’arbitraggio è facile da descrivere. I costi dell’ETS sono una componente dell’offerta sul mercato spot di una centrale a gas; non disponiamo di dati attendibili provenienti da fonti primarie che consentano di quantificare tale quota. Se venisse a mancare, i prezzi scenderebbero proprio nelle ore in cui il gas determina il prezzo — e in Italia si tratta prevalentemente delle ore serali.

In questo modo si riduce il divario tra mezzogiorno e sera, ovvero lo spread da cui dipende un sistema di accumulo. L’effetto stagionale sarebbe evidente: l’intervento avrebbe un impatto maggiore in estate, quando l’energia solare determina i prezzi di mezzogiorno e solo i picchi serali sono dominati dal gas.

La capacità di accumulo installata in Italia continua a crescere, mentre l’espansione abbinata al fotovoltaico registra un calo: 914 megawattora nel primo semestre del 2026 rispetto ai 973 dello stesso periodo dell’anno precedente. Per l’espansione complessiva non disponiamo di dati comparativi relativi all’anno precedente. Al 30 giugno 2026 erano installati 19.334 megawattora di capacità di accumulo con una potenza di 7.983 megawatt; nel primo semestre si sono aggiunti 1.350 megawattora, di cui 436 come capacità stand-alone proveniente da sole otto installazioni. Questi otto impianti dimostrano quanto il segmento autonomo sia fortemente concentrato su pochi grandi progetti.

5. Verifica degli aiuti di Stato dell’UE: perché l’autorizzazione è ancora in sospeso

Il rimborso ETS alle centrali a gas richiede l’autorizzazione della Commissione europea, e questo ostacolo è notevole. Non siamo a conoscenza di alcun regime approvato che abbia per oggetto il rimborso dei costi diretti del sistema ETS ai produttori di energia elettrica. L’unico caso di riferimento di cui disponiamo, supportato da fonti primarie, riguarda i costi indiretti del sistema ETS per i consumatori ad alto consumo energetico — una diversa configurazione di aiuti di Stato con una giustificazione diversa.

Perché i giuristi ritengono che ottenere l'autorizzazione sia difficile

Lo studio legale ADVANT Nctm ha esaminato la misura nel marzo 2026 e ha formulato quattro obiezioni. Esse riflettono la posizione dello studio; il primo punto è documentato in modo primario:

Nessun precedente. Il programma di compensazione finora meglio documentato è l’aiuto di Stato tedesco SA.36103, approvato il 17 luglio 2013 con una dotazione di 756 milioni di euro per il periodo dal 2013 al 2020. Esso riguarda la compensazione dei costi indiretti del sistema ETS per i consumatori ad alto consumo di energia elettrica — non il rimborso ai produttori.
Principio “chi inquina paga”. Il decreto esenta da oneri coloro che emettono CO₂, senza alcuna contropartita.
Nessun vincolo ambientale. Secondo quanto esposto dallo studio legale, i programmi di compensazione approvati prevedono l’adozione di sistemi di gestione energetica, misure di efficienza energetica e investimenti nella decarbonizzazione. Il decreto non contiene nulla di tutto ciò.
Conflitto con le norme di accoppiamento dei mercati. La misura interferisce con le norme dell'UE relative all'assegnazione delle capacità e alla gestione delle congestioni.

Una previsione giuridica, tuttavia, non costituisce lo stato di avanzamento del procedimento — e le quattro obiezioni riflettono la posizione dello studio legale, non una decisione della Commissione.

Cosa prevede effettivamente la procedura

Per quanto riguarda i tempi, vi sono due elementi importanti che vengono spesso riportati in modo errato. Qualora l’Italia abbia notificato la misura o debba ancora farlo, vale quanto segue: una volta ricevuta una notifica completa, la Commissione dispone di due mesi per l’esame preliminare — ai sensi dell’articolo 4, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2015/1589. Per un successivo procedimento di esame formale ai sensi dell’articolo 108, paragrafo 2, del TFUE non è previsto alcun termine legale; l’articolo 9, paragrafo 6, del regolamento impone alla Commissione semplicemente di adoperarsi per adottare una decisione entro diciotto mesi dall’avvio del procedimento.

Per gli investitori ciò significa che chi si aspetta una risoluzione rapida va contro la struttura procedurale. In questa situazione, non è insolito che si verifichi una fase di stallo che si protrae per diversi trimestri — e in questo periodo è difficile ottenere finanziamenti per nuovi progetti merchant italiani.

6. Stato di avanzamento del procedimento nell’agosto 2026: che fine ha fatto il meccanismo ETS?

A sei mesi dall’entrata in vigore del decreto, il rimborso ETS di cui all’articolo 6, comma 3, non è ancora in vigore. Non vi è né un’autorizzazione né una decisione di rigetto, né l’avvio di un procedimento di indagine formale né un ritiro da parte dell’Italia. Non è possibile reperire un numero di riferimento del caso di aiuto accessibile al pubblico. Il meccanismo è in sospeso.

Una rettifica che ci riguarda

Una versione precedente di questo articolo ipotizzava che la Commissione europea avesse indirettamente bloccato la modifica dell’ETS il 29 aprile 2026 tramite una comunicazione relativa al quadro degli aiuti di Stato per la crisi del Mediterraneo e dello Stretto di Hormuz. Tale affermazione era errata e la correggiamo espressamente con la presente.

Il 29 aprile 2026 la Commissione ha adottato il quadro di riferimento per la crisi in Medio Oriente — il «Middle East crisis Temporary State aid Framework», in breve METSAF, pubblicato come C(2026) 2947 def. nella Gazzetta ufficiale C/2026/2593. Tale quadro consente la concessione di aiuti nei settori dell’agricoltura, della pesca e dei trasporti a copertura dei costi aggiuntivi derivanti dall’aumento dei prezzi dei carburanti e dei fertilizzanti e aumenta l’intensità degli aiuti per i consumatori ad alto consumo energetico, ai sensi della sezione 4.5 del quadro degli aiuti di Stato «Clean Industrial Deal», dal 50% fino al 70%. Esso è in vigore fino al 31 dicembre 2026. Non contiene alcuna indicazione relativa alla normativa italiana.

Nel comunicato IP/26/894 dello stesso giorno, la Commissione dichiara invece di essere disposta a valutare, caso per caso, misure temporanee che possano includere sovvenzioni sui costi del combustibile per la produzione di energia elettrica da gas. Non si può certo parlare di un blocco.

Cosa è rilevante per l’Italia nel quadro del METSAF

È rilevante una condizione di progettazione. Le misure adottate in questo contesto possono essere utilizzate esclusivamente per compensare determinati aumenti dei costi del gas; non coprono i costi di conformità al sistema ETS e non possono utilizzare il prezzo ETS come indicatore di riferimento — affinché gli obblighi e gli incentivi del sistema di scambio delle quote di emissione rimangano in vigore.

Tale condizione esclude dal METSAF la misura italiana nella sua forma originaria. Tuttavia, non costituisce una decisione di incompatibilità nei confronti del decreto. La differenza è rilevante ai fini della valutazione: una limitazione dell’ambito di applicazione di un quadro di misure anticrisi non equivale a un rigetto ai sensi della normativa sugli aiuti di Stato.

L'Italia sta riorganizzando il meccanismo, invece di abbandonarlo

È proprio a questa condizione che l’ARERA ha orientato la propria bozza. Con la Delibera 171/2026/R/eel del 15 maggio 2026, l’Autorità ha avviato la procedura di attuazione, fissandone la conclusione al 30 settembre 2026 — espressamente per poter avviare il meccanismo senza indugio una volta che la Commissione avrà adottato una decisione.

Nel documento di consultazione 222/2026/R/eel del 25 giugno 2026, l’ARERA ha poi modificato la misura: anziché un rimborso dei costi ETS, la bozza prevede un tetto massimo ai costi del gas imputabili, sul modello del meccanismo iberico, che la Commissione aveva approvato come SA.102599 e prorogato come SA.106738. La contraddizione con il paragrafo precedente è solo apparente: il meccanismo iberico interviene sui costi del gas, non sui costi dell’ETS — ed è proprio per questo che è approvabile, mentre l’articolo 6, comma 3, non lo era. A tal proposito, l’ARERA stabilisce come condizione vincolante che il meccanismo non possa costituire, né direttamente né indirettamente, un’assegnazione gratuita di quote ETS o un rimborso dei costi ETS. Il termine di consultazione è scaduto il 27 luglio 2026. Al 20 agosto 2026 non era ancora stata emanata una delibera di seguito.

Panoramica sullo stato di avanzamento delle singole misure

Meccanismo	Norma	Situazione al 20 agosto 2026
Rimborso ETS alle centrali a gas	Art. 6, comma 3	Non efficace — L’autorizzazione ai sensi dell’art. 108, comma 3, del TFUE è ancora in sospeso; l’ARERA sta passando a un modello di tetto massimo per il gas
Rimborso per il trasporto del gas	Art. 6, comma 2	Deliberato, con entrata in vigore prevista dal 1° gennaio 2027; secondo la documentazione dell’ARERA, non è prevista alcuna riserva esplicita di approvazione
Esenzione dai canoni di rete del gas per i grandi consumatori	Art. 9, comma 3	Pubblicata con delibera ARERA n. 98/2026/R/com del 30 marzo 2026; rimasta invariata nell’agosto 2026
Vendita di gas tramite le aste MGS	Art. 9, comma 2	Attuata con delibera ARERA n. 197/2026/R/gas del 3 giugno 2026; versamento dei proventi alla CSEA entro il 30 settembre 2026
Opzione di scelta del Conto Energia	Art. 2, commi 1–3	Il termine è scaduto il 31 maggio 2026; il risultato del GSE non è stato pubblicato
Opzione di uscita e di repowering	Art. 2, comma 4	Il termine scade il 30 settembre 2026; mancano le norme di attuazione
Riduzione ASOS destinata a uno scopo specifico	Art. 3, comma 3	In vigore; nel testo normativo 431,5 milioni di euro per il 2026
Riduzione dell'imposta sull'energia elettrica per le imprese	La norma non è stata verificata in modo definitivo	In vigore; aliquota minima UE 0,5 euro/MWh
Contributo al bilancio - Bonus sociale	Art. 1, comma 1	In vigore; 115 euro per ogni avente diritto, 315 milioni di euro per il 2026
Divieto di telemarketing	inserito durante la procedura di conversione	In vigore dal 19 giugno 2026

Il termine per il Conto Energia, attualmente in corso

Per i gestori di impianti esistenti, al momento non è rilevante il termine di scelta già scaduto, bensì quello attualmente in corso. L’articolo 2, comma 4, concede la possibilità di recedere dal regime del Conto Energia fino al 30 settembre 2026. Le condizioni sono riportate nella legge:

In vigore dal 1° gennaio 2028, con un limite massimo complessivo di 10 gigawatt.
Compensazione pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui, stimato sulla base della produzione media storica degli ultimi cinque anni.
Erogazione in rate costanti nell'arco di dieci anni; il tasso d'interesse non deve superare il sei per cento.
La contropartita consiste in un repowering completo da effettuarsi tra il 1° gennaio 2028 e il 31 dicembre 2030, con una capacità produttiva almeno doppia rispetto a quella attuale. Per gli impianti a terra situati in aree classificate come agricole e per gli impianti non montati a terra è sufficiente un aumento del 30 per cento.
Entro il 30 giugno 2027 dovrà essere indetta una procedura di gara presso il GSE; l'offerta consisterà in uno sconto percentuale.

Il 27 maggio 2026 il GSE ha pubblicato i parametri di valutazione economica, definendo così il limite massimo previsto dalla legge: stima della produzione come media degli anni dal 2021 al 2025, tasso di sconto dell’8%, tasso di interesse del 6% sul pagamento rateale. È degna di nota la discrepanza rispetto alla motivazione della legge: la spiegazione tecnica del governo prevedeva infatti un tasso di sconto del dieci per cento. Due punti percentuali in meno aumentano sensibilmente il valore attuale e, di conseguenza, l’indennizzo per ciascun impianto.

Il vero problema per gli operatori è un altro. Il decreto attuativo del Ministero dell’Ambiente ai sensi dell’articolo 2, comma 6, avrebbe dovuto essere emanato entro novanta giorni dall’entrata in vigore, ovvero entro il 22 maggio 2026. Al 20 agosto 2026 non era ancora stato emanato. Lo stesso GSE afferma al futuro che le modalità di attuazione sarebbero state rese note con tale decreto e annuncia le proprie norme procedurali «nei prossimi mesi». Chi intende esercitare l’opzione di uscita entro il 30 settembre 2026 deve quindi decidere sulla base dei parametri del GSE del 27 maggio 2026 e nient’altro.

Una precisazione sulla distinzione: la cifra “10 gigawatt” ricorre due volte nella normativa italiana in materia di incentivi. In questo contesto indica la quota di uscita di cui all’articolo 2, comma 4, mentre in un altro contesto indica l’accesso diretto per gli impianti fino a un megawatt nell’ambito del decreto FER-X. I due concetti devono essere rigorosamente distinti.

7. Il mercato dell’accumulo nell’UE e il confronto con la Germania

Mentre l’Italia appesantisce il proprio settore solare con misure normative, il mercato dello stoccaggio nell’UE raggiunge livelli record. La Germania rappresenta in questo contesto un caso a sé stante — non per quanto riguarda le condizioni locali, ma per l’orientamento dell’intervento normativo. Nel confrontare i dati di mercato, inoltre, è importante considerare quale area geografica venga presa in esame nelle statistiche.

Il mercato dello stoccaggio nell'UE-27 nel 2025

Il 28 gennaio 2026 SolarPower Europe ha presentato i dati relativi all’UE-27: 27,1 gigawattora di sistemi di accumulo a batteria di nuova installazione, con un aumento del 45% rispetto ai 18,7 gigawattora dell’anno precedente. Complessivamente, l’UE ha raggiunto i 77,3 gigawattora. Gli impianti di accumulo su scala industriale, con 15 gigawattora, hanno rappresentato il 55% delle nuove installazioni. I cinque mercati principali sono stati la Germania con 6,6, l’Italia con 4,9, la Bulgaria con 2,5, i Paesi Bassi con 1,7 e la Spagna con 1,4 gigawattora.

L'Italia registra un calo in questa classifica. I 4,9 gigawattora rappresentano una flessione rispetto ai 6,0 gigawattora del 2024. Anche l’indagine italiana punta nella stessa direzione, ma misura un parametro diverso: secondo i dati di ITALIA SOLARE basati su Terna, nel primo semestre del 2026 l’espansione dello stoccaggio abbinato al fotovoltaico è scesa a 914 megawattora. Questa serie semestrale non è comparabile con i valori annuali di SolarPower Europe: si tratta di un’indagine diversa, con un periodo di riferimento diverso e un’altra porzione di mercato.

In un aggiornamento del 23 giugno 2026, SolarPower Europe indica per l’Europa — ovvero l’UE-27 più Regno Unito, Svizzera, Ucraina e Turchia — 36 gigawattora di nuova capacità installata e, per la prima volta, oltre 100 gigawattora di capacità cumulativa, con una previsione di oltre 50 gigawattora per il 2026. Le due serie di dati non sono in contraddizione tra loro, poiché si riferiscono ad aree diverse. Se messe a confronto senza specificarne il perimetro, creano un’apparente contraddizione.

La Germania come mercato di riferimento

Nel 2025 la Germania ha registrato un aumento netto di circa 16,2 gigawatt di potenza fotovoltaica. Si tratta dell’incremento netto in potenza in corrente continua secondo le statistiche dell’Agenzia federale delle reti, basate sul registro dei dati di mercato, ripartito su circa 863.000 nuovi impianti. L’Associazione federale dell’industria solare riporta per lo stesso periodo 17,6 gigawatt-picco lordi.

La differenza non è dovuta a una segnalazione tardiva, ma a un parametro di riferimento diverso: il dato lordo tiene conto della potenza installata dei moduli, mentre il dato netto riflette l’incremento al netto delle disattivazioni. Quando si mettono a confronto entrambi i valori, è necessario specificare il parametro di riferimento; in caso contrario, l’errore si ripeterà al prossimo aggiornamento.

La potenza cumulativa ha così raggiunto circa 117 gigawatt. Nel 2025 la produzione di energia solare si è attestata a circa 87 miliardi di chilowattora lordi. Se considerata in termini di immissione in rete — il parametro utilizzato dall’Ufficio federale di statistica — ammontava a 70,1 miliardi di chilowattora, ovvero il 16,0% dell’immissione totale in rete a livello nazionale, pari a 438,2 miliardi di chilowattora. La differenza tra i due valori è dovuta essenzialmente all’autoconsumo; non si tratta di un dato di calcolo esatto, poiché entrambe le cifre provengono da sistemi statistici diversi.

Ci sono due punti critici da considerare. Innanzitutto, nella stessa tabella del Destatis, il gas naturale figura subito accanto con 70,6 miliardi di chilowattora e il 16,1%: le due cifre vengono regolarmente scambiate. In secondo luogo, l’affermazione diffusa secondo cui nel 2025 il fotovoltaico avrebbe superato per la prima volta la lignite proviene dal calcolo della produzione netta di energia elettrica del Fraunhofer ISE, non dai dati di immissione in rete di Destatis. Nella tabella di Destatis il carbone non è riportato separatamente in lignite e steinkohle — con questa metrica il confronto non è affatto possibile.

Trattiamo il tema della trasformazione strutturale del mercato tedesco nell'articolo dedicato all'espansione del fotovoltaico in Germania; le tariffe di remunerazione e lo stato di avanzamento della modifica della legge EEG del 2027 sono disponibili nella guida alla remunerazione EEG 2026.

Nel frattempo, anche il mercato italiano si sta spostando dai tetti verso le aree aperte. Nel primo semestre del 2026, in Italia sono stati aggiunti 3.093 megawatt. Rispetto al primo semestre del 2025, il segmento residenziale al di sotto dei 20 kilowatt ha registrato un calo del 23% attestandosi a 556 megawatt, mentre il segmento commerciale compreso tra 20 kilowatt e un megawatt è cresciuto del 22% raggiungendo i 1.154 megawatt e quello su scala industriale a partire da un megawatt è aumentato anch’esso del 22% arrivando a 1.383 megawatt. Al 30 giugno 2026, la capacità installata ammontava a 46.606 megawatt.

Cosa determina il contrasto

La differenza tra i due mercati non risiede nell’entità degli incentivi, bensì nella direzione dell’intervento. La modifica alla legge EEG del 2027, il cui progetto di legge è stato approvato dal Consiglio dei ministri federale il 29 luglio 2026, è rivolta agli impianti futuri. L’Italia, con il regime del Conto Energia, ha invece puntato sui ricavi degli impianti esistenti, sebbene su base volontaria.

Ci sono due limitazioni da tenere presenti. In primo luogo, il progetto di legge tedesco non è ancora legge: al 20 agosto 2026 non era stato presentato alcun documento né al Bundestag né al Bundesrat, e la discussione parlamentare è prevista per settembre 2026. In secondo luogo, nella fase di bozza non è ancora stato chiarito in modo definitivo come le disposizioni transitorie tratteranno gli impianti esistenti.

Ai fini della valutazione del rischio di un portafoglio, tale differenza rimane comunque determinante. Le modifiche normative previste possono essere scontate nei prezzi. Gli interventi sui flussi di ricavi correnti non possono invece essere scontati nei prezzi: essi aumentano il premio di rischio richiesto per l’intero mercato.

8. Conseguenze per gli investitori nel settore fotovoltaico

Il Decreto Bollette dimostra che la prevedibilità normativa non è un fattore secondario, ma è determinante per la redditività di un investimento. Un meccanismo approvato sei mesi fa e non ancora in vigore compromette la sicurezza nella pianificazione, senza aver mai mosso un solo euro. Ne derivano tre conseguenze per gli investitori con esposizione verso l’Italia.

Non calcolare l'effetto sui ricavi finché non è stato deciso

Al momento non è possibile quantificare un effetto di riduzione dei prezzi sul PUN. Secondo l’ARERA, la portata, il tetto massimo e la durata del meccanismo dipendono dall’esito delle trattative con la Commissione. Fino a nuovo avviso, calcolate le voci relative agli acquisti e ai ricavi in Italia senza tenere conto di tale effetto — e, al contempo, prevedete un margine per l’eventualità che esso venga introdotto in una forma diversa. Non è possibile fornire una stima attendibile dell’effetto residuo sul PUN sulla base dei dati disponibili al pubblico; pertanto, abbiamo consapevolmente deciso di non indicare alcuna cifra.

Verificare la conformità dei contratti PPA esistenti alle modifiche legislative

Verificate i contratti in essere ponendovi tre domande: il contratto contiene una clausola di adeguamento in caso di modifiche legislative? I costi del sistema ETS sono espressamente inclusi nel prezzo? Sono previsti diritti di adeguamento in caso di interventi statali nell’ordine di merito? Ciò è particolarmente rilevante per gli impianti con una durata residua inferiore a dieci anni e privi di un contratto di compensazione garantito dallo Stato.

La co-locazione come elemento fondamentale, non come optional

Le ore a prezzo zero rilevate nel Sud Italia evidenziano ciò che, dal punto di vista della struttura del mercato, si sta delineando già da tempo: gli impianti dedicati esclusivamente alla produzione, privi di una componente di accumulo, perdono valore nei mercati saturi, in particolare nelle ore di massima produttività. Un approccio integrato che combini fotovoltaico e accumulo consente di attingere a diverse fonti di ricavo e riduce la dipendenza da un unico segnale di prezzo.

Ciò vale sia per l’Italia che per la Germania, dove il previsto passaggio ai contratti differenziali comporterebbe nuovi requisiti per la struttura dei ricavi. L’analisi di mercato completa sui meccanismi di incentivazione, sulle aste FER-X e sui programmi di accumulo in Italia è disponibile nel nostro articolo sugli investimenti nel fotovoltaico in Italia nel 2026. La nostra analisi sul mercato solare europeo illustra come si presenta la situazione dei ricavi nel confronto europeo.

Calcoliamo la vostra esposizione all’Italia

Se e in che misura un rischio normativo debba essere incluso nel vostro calcolo di investimento dipende dai vostri dati concreti. Logic Energy progetta, realizza e gestisce impianti fotovoltaici e di accumulo per investitori con un capitale proprio a partire da 100.000 euro. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti nel fotovoltaico è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari.

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Domande frequenti sul Decreto Bollette

Cos'è il Decreto Bollette?

Il “Decreto Bollette” è il decreto italiano sui prezzi dell’energia: il decreto legge n. 21 del 20 febbraio 2026, in vigore dal 19 aprile 2026 come legge 10 aprile 2026, n. 49. Esso raggruppa diversi provvedimenti che riguardano direttamente il mercato dell’energia elettrica. Due di questi non sono attualmente applicabili, mentre un terzo entrerà in vigore solo a partire dal 2027.

Il rimborso ETS alle centrali a gas è già in vigore?

No. L’articolo 6, paragrafo 6, subordina l’efficacia del rimborso a una previa autorizzazione della Commissione europea ai sensi dell’articolo 108, paragrafo 3, del TFUE. Tale autorizzazione non era stata concessa al 20 agosto 2026. Non vi è inoltre alcuna decisione di rigetto né alcun numero di riferimento dell’aiuto di Stato reperibile pubblicamente.

La Commissione europea ha bloccato il meccanismo?

No. Il 29 aprile 2026 la Commissione ha adottato il quadro di risposta alle crisi in Medio Oriente (METSAF), che riguarda l’agricoltura, la pesca e i trasporti e non contiene alcun riferimento alla normativa italiana. Nella comunicazione dello stesso giorno, la Commissione si è dichiarata disposta a valutare, caso per caso, misure volte a sovvenzionare i costi del combustibile per la produzione di energia elettrica da gas.

Qual è il termine che resta ancora ai gestori del Conto Energia?

Entro il 30 settembre 2026, ai sensi dell’articolo 2, comma 4, i gestori possono dichiarare l’uscita dal regime del Conto Energia, con effetto a partire dal 2028 e con un limite massimo di 10 gigawatt. Il decreto attuativo del Ministero dell’Ambiente non era ancora disponibile al 20 agosto 2026; finora fanno fede solo i parametri GSE del 27 maggio 2026.

A quanto ammonta il risarcimento previsto dall'opzione di uscita?

Il novanta per cento del valore attualizzato dei flussi di cassa residui, stimati sulla base della produzione media degli anni dal 2021 al 2025, attualizzati con un tasso dell’otto per cento. Il pagamento avverrà in rate costanti nell’arco di dieci anni, con un tasso di interesse non superiore al sei per cento. La contropartita consiste in un ripotenziamento completo con una capacità produttiva almeno raddoppiata.

A quale importo si riferisce l'articolo 9?

Il testo di legge non indica un importo fisso: lo sgravio è limitato ai proventi delle vendite effettivamente pervenuti alla cassa di compensazione CSEA. I circa 409 milioni di euro di cui si parla sono una stima del governo. Il valore definitivo sarà noto solo alla fine di settembre 2026; l’ARERA ha comunque sospeso la misura.

A quanto ammontano i tassi di cattura solare in Italia?

Nel maggio 2026 il tasso di acquisizione era pari al 58% in Sardegna, al 59% in Sicilia e al 60% nel Sud Italia, compresa la Calabria. A giugno la Sardegna ha raggiunto il 73% e il Nord l’84%. I dati si riferiscono ai valori mensili per ciascuna zona di mercato e non rappresentano una media annuale; non sono quindi comparabili tra le diverse zone.

Perché nel 2026 il prezzo dell'elettricità in Italia è aumentato invece di diminuire?

A causa dell’aumento del prezzo del gas. L’indice PUN GME si è attestato a luglio 2026 a una media mensile di 157,04 euro per megawattora, il 38,8% in più rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Parallelamente, l’indice italiano del gas IGI ha raggiunto il massimo storico di 56,61 euro per megawattora. Il decreto non ne è la causa.

Perché la Germania è un mercato di riferimento rilevante?

Perché l’orientamento dell’intervento è diverso. La modifica tedesca della legge EEG del 2027 — approvata dal Consiglio dei ministri il 29 luglio 2026, con l’iter parlamentare ancora in corso — riguarda i nuovi impianti. L’Italia, invece, attraverso il regime del Conto Energia, ha agito sui ricavi degli impianti esistenti. Le modifiche future possono essere scontate nei prezzi, mentre gli interventi sui flussi di ricavi in corso non possono esserlo.

Riferimenti bibliografici

Avviso importante: il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I dati relativi a rendimenti, proventi, ricavi, canoni di locazione e costi sono calcoli esemplificativi o osservazioni di mercato alla data indicata e non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri; i valori effettivamente ottenibili dipendono dall’ubicazione, dalla configurazione dell’impianto, dai termini contrattuali e dall’andamento del mercato. La situazione giuridica illustrata riflette lo stato alla data indicata. Laddove si faccia riferimento a bozze di legge, non si tratta di norme vigenti; sono possibili modifiche nel corso dell’iter legislativo. Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un commercialista, un avvocato o un consulente finanziario abilitato. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia. Aggiornato al 20 agosto 2026.

Per quanto riguarda la situazione giuridica nel dettaglio: il rimborso ETS ai sensi dell’articolo 6, comma 3, della Legge 49/2026 è soggetto all’approvazione della Commissione europea; l’esonero ai sensi dell’articolo 9 è sospeso dall’ARERA e le disposizioni di attuazione relative all’articolo 2 non sono ancora complete. La modifica della legge tedesca EEG del 2027 è attualmente in fase di bozza governativa, senza che sia stato completato l’iter parlamentare. Le informazioni relative a tali normative riflettono lo stato di avanzamento della procedura, non il diritto vigente e applicabile. I dati di mercato forniti da ICIS, Equita SIM, Intermonte e Pexapark sono calcoli modellistici di fornitori privati, non statistiche ufficiali; sono contrassegnati, nei rispettivi casi, con il nome del fornitore.

Redazione Logic Energy https://www.logicenergy.de/